Système électrique

Répartition des coûts

Les coûts de réseaux sont répartis entre les utilisateurs du réseau via une structure tarifaire élaborée par la CRE, que chaque utilisateur paie selon les coûts qu’il génère. Cette structure tarifaire doit respecter quatre principes juridiques fondamentaux, issus du droit français ou européen  :

• Péréquation tarifaire : Le tarif de réseau est identique pour chaque catégorie d’utilisateur sur l’ensemble du territoire national. (Article L. 121-1 du code de l’énergie)

• Timbre-poste : La tarification des réseaux est indépendante de la distance entre le site d’injection et le site de soutirage. (Article 14 du règlement (CE) n°714/2009)

• Non-discrimination : Le tarif payé par les utilisateurs n’est pas lié à leur typologie ou à leur usage final de l’électricité mais aux coûts qu’ils engendrent sur le réseau. (Article L. 341-2 du code de l’énergie)

• Horo-saisonnalité : Une différenciation du tarif selon les heures, les jours et les saisons incite les utilisateurs à limiter leur consommation lors des périodes de pointes du réseau. (Article L. 341-4 du code de l’énergie)

La CRE cherche en outre à concilier d’autres critères dans la fixation du tarif pour prendre en compte les attentes des parties prenantes  :

• Efficacité : Le tarif doit transmettre aux utilisateurs un signal tarifaire qui reflète les coûts qu’ils engendrent sur le réseau, pour inciter ces derniers à adapter leurs comportements. Par exemple : éviter de consommer lors des périodes de pics

• Lisibilité : Le tarif doit disposer d’un niveau de complexité adapté au type d’utilisateur considéré.

• Faisabilité :
  Le tarif doit être construit de manière à pouvoir être mis en œuvre au niveau technique et opérationnel. Par exemple : les caractéristiques techniques des compteurs

• Acceptabilité : Les évolutions tarifaires doivent être progressives pour laisser une visibilité aux parties prenantes et ne pas engendrer d’évolutions brutales de facture.

Calcul du revenu autorisé des gestionnaires de réseaux 

En pratique, la CRE établit un montant total qui correspondant au revenu total autorisé des gestionnaires de réseaux (RA)  :

RA Enedis [11] = CNE + CCN + CRCP + CRL + LIS

RA RTE = CNE + CCN + CRCP– RI + LIS

• CNE (Charges Nettes d’Exploitation)  : coûts de fonctionnement prévisionnels – recettes extratarifaires (prestations annexes, raccordements)
• CCN (Charges de Capital Normatives)  : amortissements des actifs existants + rémunération des investissements, via la Base d’Actifs Régulés (BAR) [12]
• CRCP   (Compte de régularisation des Charges et Produits) : ajustement a posteriori des écarts entre charges/réalisations et prévisions
• CRL (Enedis uniquement)  : Compte Régulé de Lissage du projet Linky
• RI (RTE uniquement)  : Recettes Issues des interconnexions
• LIS (terme de lissage)  : l’évolution du RA prévisionnel est lissée sur la période tarifaire. Ce terme a une valeur nulle sur la durée du tarif, mais évite les évolutions importantes dans des sens opposés d’une année sur l’autre

Grilles et composantes tarifaires

Une fois le montant total du revenu autorisé déterminé par la CRE, il doit être ventilé entre utilisateurs en fonction des coûts qu’ils engendrent sur le réseau. La CRE définit pour cela des grilles tarifaires [13] adaptées aux différents profils d’utilisateurs (ménages, entreprises, industriels, producteurs…). Ces grilles tarifaires se déclinent en composantes qui traduisent les différents coûts supportés par les gestionnaires de réseaux :

Composantes fixes payées par l’ensemble des utilisateurs :

• Composante annuelle de gestion (CG) : rémunération des services de gestion de clientèle réalisés par le gestionnaire de réseau, comme l’accueil physique et téléphonique, la gestion des factures, le recouvrement et les impayés, etc. Le montant de cette composante dépend du contrat entre l’utilisateur et le gestionnaire de réseau ;

• Composante annuelle de comptage (CC) : couverture des coûts créés par le comptage, la relève, la transmission des données de facturation, de reconstitution des flux, ainsi que la couverture des coûts de location et d’entretien des dispositifs de comptage.

Composantes spécifiques à certains utilisateurs et certains services annexes :

• Composante annuelle d’injection (CI) ;
• Composante annuelle d’énergie réactive (CER) ;
• Composante additionnelle pour comptage non communiquant ;
• Composante annuelle des alimentations complémentaires et de secours ;
• Composante de regroupement de points de connexion.

Composantes variables selon les quantités d’énergie consommées par les utilisateurs :

• Composante annuelle de soutirage (CS) : couverture des charges d’exploitation et de capital liées aux infrastructures de réseau ainsi que le coût d’achat des pertes. Elle se décompose en deux parts :
  • Une part incitant sur la puissance souscrite (€/kW ou €/kVA/an), qui permet de réduire les pics de consommation et ainsi de limiter les investissements réseau ;
  • Une part incitant sur l’énergie effectivement consommée (€/kWh), qui favorise un usage adapté aux périodes creuses ou moins sollicitées et permet de limiter les congestions aux heures contraintes.

• Composante mensuelle de dépassement de puissance souscrite (CMDPS) : elle incite les utilisateurs à souscrire le niveau de puissance correspondant à leur utilisation.

Chaque utilisateur est ainsi rattaché à une offre tarifaire, selon son niveau de tension de raccordement (BT, HTA, HTB), sa puissance souscrite et son contrat avec le gestionnaire de réseau [14]. Les modalités d’acquittement du TURPE par le consommateur final dépendent du type de contrat :

• Une majorité des clients, raccordés au réseau de distribution, bénéficient d’un Contrat Unique permettant au fournisseur d’électricité du client d’être l’intermédiaire avec le gestionnaire de réseau et ainsi de répercuter l’acheminement dans la facture d’électricité ;

• Les grands consommateurs et producteurs de plus fortes puissances signent quant à eux un Contrat d’Accès au Réseau de Distribution ou de Transport, directement avec le gestionnaire de réseau concerné.

Cette structuration du tarif permet de répercuter de manière équitable les coûts du réseau, tout en envoyant des signaux incitatifs aux utilisateurs.

Évolution du tarif

Le TURPE 7 HTA-BT a ainsi intégré une évolution tarifaire de +7,7 %, anticipée exceptionnellement dès le TURPE 6 (février 2025), suivie d’une évolution de -1,92 % au 1^er août 2025. Le TURPE HTB a intégré une évolution tarifaire de +9,6 %, anticipée exceptionnellement dès le TURPE 6 (février 2025 également). Le niveau moyen du TURPE HTA-BT et HTB doit ensuite rester stable sur le reste de la période du TURPE 7.

L’augmentation des consommations prévue sur la période 2026‑2028 permettrait de financer une partie de l’augmentation des charges des gestionnaires de réseau. Selon la CRE, la consommation en HTA-BT et HTB augmenterait respectivement de +1,1 % et +3,1 % par an lors de la période du TURPE 7

Les tarifs devraient ensuite évoluer de manière maitrisée au cours des périodes tarifaires suivantes : la CRE envisage une hausse du TURPE hors inflation de + 1 % par an jusqu’à 2040 pour les clients résidentiels [15], correspondant à une augmentation de +0,3 % par an sur la facture d’électricité [16].

Évolution de la régulation incitative

La période tarifaire TURPE 7 prévoit un cadre incitatif portant en priorité sur trois axes :

• Réduire les délais des raccordements :
  • Enedis : Accompagner l’arrivée de nouveaux usages, tels que l’électrification des process industriels et la mobilité électrique. Une régulation incitative dédiée aux installations de recharge de véhicules électriques (IRVE) en habitat collectif est notamment prévue.
  • RTE : Répondre à une très forte croissance des demandes de raccordement de nouveaux consommateurs industriels et de nouvelles capacités de production.

• Investir dans le réseau tout en maîtrisant les coûts :
  • Enedis : Répondre aux enjeux de raccordement et de modernisation des réseaux pour les rendre plus résilients aux aléas climatiques (inondations, canicules, incendies, etc.).
  • RTE : Répondre à une très forte croissance des demandes de raccordement ainsi que d’une accélération du renouvellement du réseau afin d’en limiter le vieillissement.

• Recourir de façon croissante aux flexibilités au service du réseau :
  • Enedis : Optimiser le réseau pour l’intégration des énergies renouvelables, proposer des offres de raccordement flexibles, etc.
  • RTE : Standardiser le raccordement de stockage, moduler la demande et la production via des automates, etc.

Évolution de la structure

La CRE reconduit globalement pour le TURPE 7 la structure tarifaire du TURPE 6, mais prévoit une évolution significative pour l’équilibre du système électrique : la généralisation progressive des heures creuses l’après-midi en été [17]. Deux autres évolutions sont à noter :

• L’introduction d’une tarification transitoire pour les sites en injection-soutirage : Les sites de stockage d’électricité, dits « d’injection-soutirage », puisque capables de soutirer de l’électricité en période d’abondance de production et d’injecter lors de pics de consommation, bénéficieront durant la période du TURPE 7 d’une tarification optionnelle et transitoire. Ce tarif doit permettre de favoriser un fonctionnement de ces actifs aligné sur les besoins locaux du réseau. Selon leur localisation, ces sites pourront bénéficier d’incitations économiques encourageant le soutirage en période d’abondance de production et l’injection lors des pics de consommation ;

• Des frais pour les clients sans compteur Linky : Le déploiement du compteur Linky sur la zone de desserte Enedis étant achevé depuis 2021, la CRE a délibéré qu’à partir du 1^er août 2025, les utilisateurs sans compteur communicant [18] (hors contraintes techniques indépendantes de leur volonté) se verraient appliquer des frais supplémentaires reflétant les coûts des opérations de relèves pour ces clients. [19].